Технология крепления и заканчивания нефтяной эксплуатационной скважины № 1437 ВЧНГКМ

Результаты  более детальных исследований вод  изложены в разделе по обоснованию  рабочих агентов для ППД.

3. Состав и физико-химические свойства вод, рекомендуемых для заводнения.

Химический  состав пластовых вод вышележащих  водоносных комплексов, вод подземных  источников и рек проанализирован  с точки зрения со-держания компонентов, которые обуславливают несовместимость  вод при смешивании их с пластовыми водами продуктивных отложений.

Применение  для заводнения пластовых вод  разрабатываемого горизонта или  близких по составу имеет ряд  преимуществ:

Они совместимы с пластовыми водами продуктивных отложений.

Не выщелачивают водорастворимые минералы (галит  и ангидрид).

Более стабильны, чем смешанные (пластовые  и пресные) воды.

Наиболее  близки по химическому составу к  пластовым водам верхнечонского месторождения пластовые воды бельской свиты (атовского и хри-стофоровского  горизонтов) и устькутского горизонта. Эти пластовые воды по химическому  составу могут быть рекомендованы  для заводнения.

Источники подземных вод на территории Верхнечонского месторождения, относящиеся к надсолевой формации, характеризуются высоким  деби-том (3-10 л/сек). Вода большинства источников пресная.  

Минерализация их не превышает 0,7 г/л, содержание сульфат-ионов  в водах этих источников низкое, не превышает 0,26 г/л. Несколько источников (№ 29, 39, 61) имеют минерализацию 2,2-3,9 г/т., содержание сульфат- ионов в  них увеличивается до 0,9-1,7 г/л.

Вода  в реке Чона пресная, содержание солей  составляет 0,03-0,7 г/л. В течение года минерализация меняется: в весенний период достигает 0,7 г/л, в остальное  время года не превышает 0,4 г/л. Концентрация компонента (ионов –SO₄) в речной воде, содержание которого при смешивании с пластовой водой может привести к образованию осадка, не высокая, составляет 0,0027-0,109 г/л, что не превышает содержание его в пластовой воде. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

1.6.Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов.

   В разрезе осадочной толщи  выявлен ряд промышленно нефтегазоносных  и перспективных горизонтов с доказанной нефтегазоносностью, имеющих региональное распространение: верхнечонский, преображенский, устькутский, христофоровский и атовский.

   Промышленная нефтеносность месторождения  связана с песчаниками терригенного  комплекса нижнемотской подсвиты – верхнечонским горизонтом (пласты ВЧ₁, ВЧ₂, ВЧ₁+ВЧ₂) карбонатами преображенского горизонта (ПР) среднемотской подсвиты и осинским (ОС) горизонтом усольской свиты.

  Большое  значение для формирования и  распределения скоплений нефти  и газа в толще осадочных  пород месторождения имеют присутствующие  в разрезе выдержанные по простиранию  и толщине пачки практически  непроницаемых пород-покрышек.

   Покрышка пласта ВЧ₂ представлена аргиллитами. Толщина её изменяется от 24,6 м на юго-востоке до 1,2-2 м на северо-западе. Аргиллиты зеленые и темно-серые, тонкогоризонтальнослоистые, гидрослюдистые. Локально, как примесь, в аргиллитах присутствует кварц, полевой шпат. По наслоению аргиллиты пиритизированы. Пористость аргиллитов изменяется от 5,2 до 13,3 %, в среднем составляя 8 %. Проницаемость, как правило, нулевая, в единичных случаях равна 0,1*10^-3 мкм².

   Покрышка пласта ВЧ₁ по составу подразделяется на нижнюю терригенную часть сложена аргиллитами с тонкими невыдержанными прослоями алевролитов, песчаников и антиангидритов. Толщина этой части покрышки равна 6-8 м на северо-западе, 8-9,5 в центральной части и 10,6 м на юго-востоке площади. Аргиллиты темно-серые, редко зеленовато-серые, тонкоплитчатые, с примесью карбонатного материала. Пористость аргиллитов равна 1,7-14 %, в среднем 8,2 %, проницаемость нулевая, лишь в единичных образцах достигает 0,3*10^-3 мкм².

   Верхняя часть покрышки сложена  плотными серыми ангидритизированными, иногда засолоненными доломитами. Толщина их составляет 0-11 м, увеличение толщины отмечается к северо-востоку. Коллекторские свойства доломитов низкие: средняя пористость равна 4 %, проницаемость практически отсутствует.

Покрышка  преображенского горизонта повсеместно  представлена, в основном, доломитами глинистыми толщиной до 3 м, перекрытыми доломитами тонкослоистыми с прослоями доломито-ангидритов и доломитов глинистых толщиной до 60 м. Коллекторские свойства глинистых доломитов низкие: пористость составляет 3-7%, проницаемость отсутствует. Надежность покрышки повышает сочетание глинистых доломитов с сульфатно-карбонатными породами.

   В настоящее время на месторождении  выявлено 18 залежей нефти и газа, из них 10 в песчаниках верхнечонского  горизонта, 4 в доломитах преображенского горизонта и 4 в карбонатах осинского горизонта.  

Залежи  пластовые, тектонически и литологически  экранированные. Положение ГНК и  ВНК, установленное по данным испытания  скважин, для отдельных залежей  верхнечонского горизонта соответственно изменяются от – 1215 до – 1260,5 м и от – 1254 до – 1283 м.

   В отложениях преображенского  горизонта глубина ГНК принята  на отметке – 1224 м.

   Характерной морфогенной особенностью  строения залежей в пластах  верхнечонского и преображенского  горизонтов является их тектоническое  экранирование (граф. прил.4).

   Сейсмическими работами последних  лет установлено, что Верхнечонское  поднятие, с которым связаны залежи  нефти обоих горизонтов, разбито  серией малоамплитудных разломов  на 7 отдельных секторообразных блоков.

Один  из западных блоков разбит двумя поперечными  разломами ещё на два блока. Таким образом, всего выделено 9 самостоятельных блоков. Гипсометрические смежные блоки смещены относительно друг друга на расстояние от 2 до 6 м.

   К пачке ВЧ₁+ВЧ₂ , а также пласта ВЧ₁ , приурочены нефтяные залежи с газовыми шапками. В большинстве случаев, как будет показано ниже, запасы свободного газа являются подчиненными в общем объеме углеводородов.

В целом  по залежам верхнечонского горизонта  запасы свободного газа и нефти соотносятся как 1:26.

   При этом скопления газа рассредоточены  по 11 объектам.

   Верхнечонский продуктивный горизонт  представлен двумя пластами песчаников: верхним по разрезу – ВЧ₁ и нижним ВЧ₂. толщина их в пределах 2,2-26,0 и 5,5-20,2 м соответственно.

   Пласты отделены глинистым разделом  толщиной 1,4-24,0 м, который уменьшается и полностью выклинивается в северо-западном направлении. В результате оба пласта сливаются и образуют гидродинамически единую пачку, индексируемую как пласт ВЧ₁+ВЧ₂. толщина его от 2,7 до 22,8 м, далее по простиранию в том же северо-западном направлении происходит постепенное сокращение толщины пачки за счет выклинивания нижележащего пласта ВЧ₂.

Эффективные толщины пласта ВЧ₁ выделяются в разрезах большинства скважин месторождения за исключением его окраинных частей и небольших локальных участков в центре и на северо-западе площади.

   Отношение эффективной толщины  к общей толщине пласта в  границах отдельных блоков изменяется  от 0,12-0,19 до 0,8-0,9.

   Эффективные толщины пласта ВЧ₂ прослеживаются в разрезах большей части скважин, пробуренных к востоку и юго-востоку от линии его выклинивания. Отношение эффективных толщин к общим толщинам пласта изменяется по площади от 0,13-0,17 до 1.

   В северо-западной части месторождения,  где происходит слияние верхнечонских пластов в один пласт ВЧ₁+ВЧ₂, отношения эффективных и общих толщин его по скважинам составляют от 0,15-0,48 до 0,53-0,93 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ  СКВАЖИНЫ

      2.1 Определение конструкция  скважины 

      Конструкция скважины определяется числом спущенных  обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

      Выбор числа обсадных колонн и глубины  спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

      На  данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

1. Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.
2. Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.
3. Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность; высота поднятия цемента не менее 200м от башмака кондуктора.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 

       340мм 245мм 178мм     114мм                                        

  
 

 

60м

       D_дн=444,5мм

                                 

                 535м

                       D_дк=311,1мм

 

      1648м

  

                                              1658м

                                         D_дэк=215.9мм

1670м

D_дх=152,4мм 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.2.Выбор интервалов цементирования 

На практике известны способы прямого, обратного  и ступенчатого цементирования. Наибольшее распространение имеет прямой способ цементирования. Способ обратного цементирования имеет ограниченное применение вследствие отсутствия средств контроля за процессом  цементирования.  По требованию заказчика  на скважине №1437 применяется прямой способ цементирования.

  Направление, кондуктор  и эксплуатационную колонну цементируем на всю высоту участка , хвостовик, спускаемый в продуктивный пласт не цементируется. В интервале 0-650 используется легкий цемент, от 650 до 1658 тяжелый. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3.  Расчет эксплуатационной колонны 

     Исходные  данные:

1. Глубина  скважины  .

2. Интервал  цементирования L=1658м.

3. Коэф. разгрузки  К=0,25